Der Stichtag für die Infrastruktur von morgen
Gestern, am 19. März 2026 um 13:00 Uhr MEZ, hat sich die deutsche Energielandschaft fundamental verändert. Was jahrelang Gegenstand von Konsultationsverfahren, Strategiepapieren und parlamentarischen Debatten war, ist nun in die operative Phase übergetreten: Die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) haben den offiziellen, koordinierten Prozess zur Reservierung von Transportkapazitäten im Wasserstoff-Kernnetz gestartet.
Für Sie als Entscheidungsträger in einem Stadtwerk oder bei einem Verteilnetzbetreiber (VNB) bedeutet dieser 20. März 2026: Die Zeit der unverbindlichen Absichtserklärungen (Letters of Intent) ist vorbei. Wer seine industriellen Großkunden oder geplanten H2-Ready-Kraftwerksstandorte bis 2030 sicher an das rund 9.700 km umfassende Kernnetz anbinden will, muss jetzt die regulatorischen Weichen stellen.
Der regulatorische Rahmen: Von der Planung zur Buchung
Die Grundlage für diesen Prozess bildet das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), insbesondere die mit der Novellierung im Jahr 2024 und 2025 geschärften §§ 15a bis 15n EnWG. Während § 15a EnWG die Verpflichtung zur Erstellung eines integrierten Netzentwicklungsplans (NEP) für Gas und Wasserstoff festschreibt, regelt die aktuelle Phase den konkreten Netzzugang.
Am 3. März 2026 wurde der erste Entwurf des integrierten NEP Gas/H2 2025 veröffentlicht, der die Bedarfe bis 2035 skizziert. Parallel dazu hat das im Februar 2026 verabschiedete Wasserstoff-Beschleunigungsgesetz (WessBG) die Genehmigungsfristen für die Umstellung bestehender Erdgasleitungen massiv verkürzt. Dies ist essenziell, da über 90 % des Kernnetzes auf der Umstellung (Rededication) bestehender Infrastruktur basieren (§ 15b EnWG).
Warum müssen Stadtwerke jetzt aktiv werden?
Die Kernfrage für jedes Stadtwerk lautet: "Warum sollte ich heute Ressourcen binden?" Die Antwort ist dreigeteilt:
- Sicherung von Netzkopplungspunkten (NKP): Die Zuteilung von Kapazitäten an den Schnittstellen zwischen Fernleitung und Verteilnetz erfolgt nach einem festgelegten Clearing-Verfahren. Bei Überbuchung eines Netzpunktes gilt zwar nicht mehr das reine „First-come-first-served“-Prinzip, doch wer frühzeitig verbindliche Bedarfe über das zentrale Anfrageformular anmeldet, sichert sich eine Position im initialen Kapazitätsgerüst für den Zeitraum 2026–2029.
- Vertragliche Bindung der Großkunden: Stadtwerke fungieren hier oft als Aggregatoren. Um das eigene Risiko zu minimieren, müssen die mit den FNB geschlossenen Reservierungsverträge (basierend auf den standardisierten Musterverträgen der BNetzA-Festlegungen) spiegelbildlich an die Letztverbraucher (NAP - Netzentnahmepunkte) weitergegeben werden.
- Vermeidung von „Stranded Assets“: Ohne eine rechtzeitige Reservierung riskieren Regionen, beim physikalischen Flow (Inbetriebnahme der ersten 400 km durch GASCADE im Dezember 2025) buchstäblich „leer auszugehen“, da die Kapazitäten für industrielle Cluster priorisiert werden könnten.
Das Kostenmodell: Reservierungs- vs. Hochlaufentgelt
Ein kritischer Aspekt der regulatorischen Analyse ist die finanzielle Belastung. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat im Rahmen der Festlegungen zur Finanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes (vgl. Beschlusskammer 7 und 9) ein spezielles Entgeltsystem etabliert.
Das Reservierungsentgelt dient als Absicherung für die Bereitstellung der Kapazität. Bei Gasunie Deutschland beträgt dieses beispielsweise 5 % des jeweils aktuell gültigen Hochlaufentgelts für ein nicht unterbrechbares Jahreskapazitätsprodukt.
- Das Hochlaufentgelt: Da die Netzkosten in der Anfangsphase aufgrund geringer Nutzerzahlen nicht allein durch die Netzentgelte gedeckt werden können, wird ein gedeckeltes Entgelt erhoben. Die Differenz zu den tatsächlichen Kosten wird über ein Amortisationskonto zwischenfinanziert (§ 28q EnWG).
- Das Risiko: Diese 5 % Reservierungskosten sind für das Stadtwerk zunächst eine Vorleistung. Sie müssen in die Kalkulation zukünftiger Wasserstoff-Sondervertragstarife einfließen. Hier ist eine enge Abstimmung mit der Controlling-Abteilung zwingend erforderlich, um keine ungedeckten Kostenpositionen aufzubauen.
Technische Umsetzung und Marktkommunikation
Die operative Umsetzung erfordert mehr als nur eine Unterschrift. Die Umstellung von Erdgas auf Wasserstoff ist ein technischer Kraftakt, der regulatorisch durch die sicherheitstechnische Neuabnahme flankiert wird.
Für Stadtwerke bedeutet dies:
- Identifikation der geeigneten Netzkopplungspunkte (NKP).
- Prüfung der Materialeignung im eigenen Netz für die Weiterverteilung.
- Anpassung der Marktkommunikation. Obwohl wir uns im H2-Bereich noch in einer „Pionierphase“ befinden, orientieren sich die Prozesse (Nominierung, Bilanzierung) an den bekannten GPKE- und GeLi Gas-Standards, werden jedoch sukzessive für Wasserstoff-spezifische Anforderungen (z.B. Brennwertmessung bei variablen H2-Reinheiten) angepasst.
Regionale Leuchttürme wie der Green Industry Cluster Rhein-Neckar zeigen bereits heute, wie die Vernetzung zwischen VNB und FNB funktionieren kann. Die dortige Smart Grids-Roadmap 2.0 dient als Blaupause für die Integration von dezentralen Elektrolyseuren und dem Anschluss an das Kernnetz.
Fazit von Regina Recht
Die Regulierung des Wasserstoffmarktes ist kein theoretisches Konstrukt mehr. Mit dem gestrigen Start der Kapazitätsreservierung hat die BNetzA den Rahmen für den Markteintritt verbindlich gesetzt.
Meine Handlungsempfehlung für Stadtwerke:
- Bedarfsanalyse 2026-2029: Prüfen Sie sofort die Anschlusswünsche Ihrer industriellen Ankerkunden.
- Vertragsprüfung: Evaluieren Sie die Musterverträge der FNB. Achten Sie insbesondere auf die Klauseln zur Haftung und zum Rücktritt vom Reservierungsvertrag.
- Strategische Positionierung: Nutzen Sie das aktuelle zweite Marktinformationspaket, um Ihren Platz im NEP Gas/H2 2025 zu sichern.
Wer jetzt zögert, verliert den regulatorischen Anschluss an die Infrastruktur des 21. Jahrhunderts. Die Paragrafen stehen – nun muss die Praxis folgen.
Quellen: EnWG §§ 15a-15n, BNetzA-Beschluss zum Wasserstoff-Kernnetz (Okt 2024), Wasserstoff-Beschleunigungsgesetz (Feb 2026), Monitoringbericht 2024/2025.